Con la llegada del Gasoducto Néstor Kirchner y los compromisos del Plan Gas, Pampa Energía logró compensar la reducción de las ventas en algunos sectores y tuvo cifras récord en la producción de gas.
En el tercer trimestre del 2023 produjo 16,4 millones de m3 de gas por día, el 58% provino de El Mangrullo y el 26% de Sierra Chata, los principales bloques gasíferos en la Cuenca Neuquina, esto significa un aumento del 44% en comparación a los máximos de 2022.
El 3 de agosto de 2023, el primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK) entró en operación por TGS, el cual cuenta con una extensión de 573 km y la capacidad de transportar 11 millones de m3 por día. Esta obra de infraestructura es un hito para el país, ya que tiene como objetivo descomprimir la saturación en la red troncal de gasoductos, reduciendo así las importaciones y el uso de combustibles líquidos.
En línea con el compromiso adquirido en la ronda 4.2 del Plan Gas.Ar, el 31 de agosto de 2023 Pampa Energía alcanzó el nuevo récord de producción máxima de 16,4 millones de m3 por día.
Pese a esto, Pampa anunció una caída interanual del 7% en las ventas, registrando US$ 474 millones en el 3T 2023, explicadas por las caídas de precios y ventas de petroquímica y petróleo, y el impacto de la devaluación en la energía base, compensado por mayores ventas de gas y PPAs renovables.
Además, se compartió un EBITDA ajustado de US$ 244 millones, similar al 3T 2022, explicado por disminuciones del 72% en holding y otros y 16% en petroquímica, compensados por subas del 12% en petróleo y gas y 2% en generación; una caída del 15% en la ganancia atribuible a los accionistas, alcanzando los US$ 152 millones, explicado por mayores intereses por deuda financiera en AR$ e impuesto a las ganancias, parcialmente compensados por ganancias en la tenencia de instrumentos financieros.
Por último, la deuda neta continuó descendiendo hasta alcanzar los US$677 millones, con un ratio de endeudamiento neto de 1,0x.
PETRÓLEO Y GAS
Las ventas del segmento de petróleo y gas crecieron un 10% vs. el 3T 2022, principalmente debido a la mayor producción traccionada por los compromisos bajo Plan Gas.Ar ligados al llenado del GNK, parcialmente compensada por menores precios y producción de crudo.
En términos operativos, la producción global alcanzó los 80,4 kboe por día (+17% vs. 3T22 y +19% vs. 2T23). La producción de gas alcanzó máximos históricos, registrando 12,9 millones de m3 por día (+20% vs. 3T22 y +22% vs. 2T23), principalmente explicado por los volúmenes incrementales comprometidos bajo Plan Gas.Ar, a pesar de la demora por más de un mes de la habilitación del GPNK.
En menor medida, también contribuyeron los mayores volúmenes exportados a Chile y ventas al segmento industrial. En términos de producción diaria, Pampa registró un nuevo récord de 16,4 millones de m3 por día en agosto.
En el análisis por bloque de gas, el 58% de la producción total en el 3T23 proviene de El Mangrullo, que registró una producción de 7,4 millones de m3 por día (-8% vs. 3T22 pero +17% vs. 2T23 debido a la estacionalidad).
En cambio, en Sierra Chata, la producción aumentó a 3,4 millones de m3 por día (+435% vs. 3T22 y +52% vs. 2T23), gracias a la actividad shale que se está llevando a cabo en el bloque. En las áreas no operadas, Río Neuquén se mantuvo en 1,6 millones de m3 por día (+12% vs. 3T22 y +4% vs. 2T23) , mientras que Rincón del Mangrullo continúa con el declive natural a 0,2 millones de m3 por día (-23% vs. 3T22 y -3% vs. 2T23).
La producción de petróleo alcanzó los 4,7 kbbl por día en el 3T23 (-14% vs. 3T22), explicado por una caída de 0,9 kbbl por día en El Tordillo por declinación natural, que fue parcialmente compensada por la mayor producción en Río Neuquén, Gobernador Ayala y Los Blancos (+0,2 kbbl por día vs. 3T22). Sin embargo, el volumen vendido fue superior gracias al stock en el 2T23 para responder a la mayor demanda. El 85% del volumen vendido fue al mercado local vs. 80% en el 3T22.
GENERACIÓN DE ENERGÍA
Las ventas de generación de energía registraron una ligera caída del 4%, explicada por menores precios en Energía Plus y energía base, y menores ingresos de PPAs por la desinversión de PEMC y el siniestro en la TG05 de CTLL.
Dichos efectos fueron parcialmente compensados por la adquisición de PEA en diciembre de 2022 y la habilitación de PEPE IV, los cuales contribuyeron a los segmentos de PPAs y MATER, respectivamente.
Con respecto a la energía base, los aumentos en agosto y septiembre del 28% y 23%, respectivamente, no fueron suficientes para amortiguar el impacto de la devaluación del AR$ para las unidades a ciclo abierto (TG y TV), donde la remuneración por potencia fue de US$3,9 mil por MW-mes (- 17% vs. 3T22), y para las hidros, que registraron US$ 1.800 por MW-mes (-17% vs. 3T22).
La remuneración fija para los CC se mantuvo estable vs. el 3T 2022, en US$4,6 mil por MW-mes, gracias al ingreso diferencial de la Res. N° 59/2023). La energía base compone el 77% de los 5.332 MW operados por Pampa, pero en el 3T23 representó el 31% de las ventas del segmento.
En términos operativos, la generación de energía operada por Pampa creció 32% vs. 3T22, ampliamente superando el crecimiento del 7% a nivel país, principalmente explicado por el nuevo CC en CTEB, habilitado en febrero de 2023 (+1.112 GWh), el mayor aporte hídrico en HPPL (+301 GWh), las nuevas contribuciones de PEPE IV y PEA (+174 GWh), y la disponibilidad de gas en CTGEBA (+69 GWh).
Dichas variaciones fueron parcialmente compensadas por una menor demanda producto de un invierno ameno, impactando en CPB, CTPP y CTIW (-316 GWh), una indisponibilidad forzada desde fines de julio en la TG05 de CTLL (-80 GWh) y la desinversión de PEMC (-66 GWh).
LA ENTRADA AL NO CONVENCIONAL
Para continuar ampliando sus operaciones en el segmento no convencional, Pampa Energía también anunció una inversión de US$161 millones en el área Rincón de Aranda, entre 2024 y principios de 2025.
Se cerró el intercambio de activos, convirtiendo a Pampa en la única propietaria del área Rincón de Aranda. Como contraprestación, Total Austral recibió el 100% de su participación accionaria en Greenwind, cuyo único activo es PEMC.
Se trata de un bloque con alto potencial de desarrollo de shale oil en Vaca Muerta, sobre el cual tiene 100% de la participación, y en el que estima alcanzar la máxima producción de 15 a 20.000 barriles día en 2027 y 2028.
Asimismo, el gobierno de la provincia de Neuquén autorizó la reconversión a un área de explotación no convencional de hidrocarburos durante los próximos 35 años (Decreto N° 1435/2023). Allí, Pampa tiene previsto iniciar un plan piloto que incluye la terminación de un pozo previamente perforado, la perforación y terminación de dos pads compuestos por ocho pozos, y la construcción de una planta de tratamiento, un oleoducto y otras instalaciones de superficie, alcanzando en esta etapa una inversión estimada de US$ 161 millones. Se estima que la producción comenzará en el año 2025, alcanzando un plateau de 15.000 a 20.000 barriles por día para el 2027-2028.
Con el cierre de esta transacción, Pampa busca diversificar su producción energética, particularmente en un bloque de shale oil con un gran potencial productivo y refuerza su compromiso con el desarrollo de reservas no convencionales en la formación Vaca Muerta.
NUEVA RONDA DEL PLAN GAS
Con el propósito de impulsar la producción en cuencas más maduras, en septiembre la Secretaría de Energía adjudicó la ronda 5.2 (Res. SE N° 799/2023).
Entre los bloques adjudicados, Aguaragüe estima alcanzar un volumen incremental superior a 400 mil m3 por día desde octubre de 2023 hasta diciembre de 2028, a un precio de US$ 9,80 por MBTU hasta 2026 inclusive, y US$6 por MBTU para el período restante. El Top y DoP es del 80%. Pampa posee una participación del 15% en esta área gasífera.
En septiembre la Secretaria de Energía abrió los sobres con ofertas para incorporar hasta 3.000 MW de generación térmica al sistema nacional. En total, se presentaron 66 proyectos con un potencial de 7.112 MW. Pampa presentó una oferta por 300 MW de potencia en CTGEBA, y CTEB ofertó una ampliación del CC por 11 MW; ambos proyectos ya calificaron la etapa técnica. A la fecha, se encuentra pendiente la adjudicación de los proyectos.
En julio, TGS habilitó una extensión de 32 km en el tramo norte del gasoducto colector, que atraviesa los bloques Los Toldos I Sur – El Trapial de la formación Vaca Muerta. En consecuencia, el gasoducto colector Vaca Muerta alcanzó una extensión total de 182 km y una capacidad de transporte de 60 millones de m3 por día. Asimismo, se estima que durante el tercer trimestre de 2024 se habilitarán dos plantas de acondicionamiento de 6,6 millones de m3 por día cada una, con una inversión estimada de US$300 millones.
Estas expansiones son fundamentales para el desarrollo del negocio midstream, que busca transportar el gas desde la Cuenca Neuquina hasta el gasoducto troncal, potenciado recientemente por la habilitación del GPNK. Solicitud prórroga de licencia El 8 de septiembre de 2023 TGS presentó ante el ENARGAS la solicitud de prórroga de 10 años del plazo de la licencia, contemplado en su contrato de concesión para la prestación del servicio de transporte de gas. A la fecha, el procedimiento sigue su curso y TGS no ha recibido respuesta formal del ENARGAS
En septiembre, el ENRE determinó incrementos del 20,9% y 20,8% para Transener y Transba, respectivamente, con vigencia a partir de agosto de 2023 (Res. Nº 661/2023 y 660/2023). Del mismo modo, el 1 de noviembre de 2023, el ENRE estableció aumentos adicionales del 37,3% y 38,4% para Transener y Transba, respectivamente, aplicables desde noviembre de 2023 (Res. Nº 780/2023 y 781/2023).
